Необходимость сохранения ресурса электрических станций России, их надежной работы в условиях старения генераторного парка, а также совершенствование ремонтного обслуживания, оптимизация затрат на модернизацию и техперевооружение электростанций требует как создания новых методов диагностирования, так и усовершенствования уже разработанных способов обнаружения дефектов в турбои гидрогенераторах.
Разработка и внедрение современных методов диагностирования позволяет сохранить остаточный ресурс и увеличить надежность эксплуатации оборудования за счет своевременного выявления возникающих дефектов, а также принятия мер для их устранения. Применение современных методов диагностики также позволяет выявлять наиболее изношенные узлы генераторов и определить очередность модернизации оборудования. Развитие методов диагностирования, особенно применяемых во время работы генераторов, позволит перейти от планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по техническому состоянию.
Надежность генераторов и их остаточный ресурс во многом определяется техническим состоянием изоляции обмотки статора. Исчерпание ресурса изоляции приводит к пробою корпусной изоляции во время работы и создает повреждения, которые в тяжелом случае влекут за собой значительные ремонтные работы, вплоть до замены статора. Число отказов турбогенераторов из-за пробоя корпусной изоляции в настоящее время составляет 10,5% от общего числа аварий генераторов электрических станций.
В настоящее время в крупных синхронных машинах в России используются два типа изоляции обмотки статора — микалентная компаундированная и термореактивная. Микалентная компаундированная изоляция применялась в машинах до 70-х годов выпуска — она имеет более низкие характеристики, нежели термореактивная и больше подвержена воздействию воды, масла и ряду других факторов. На сегодняшний день большая часть машин, которые при изготовлении имели обмотку с микалентной компаундированной изоляцией, уже перемотаны, но часть машин еще имеет этот тип изоляции, и с помощью средств диагностики весьма важно заблаговременно узнать состояние изоляции этих машин и определить как необходимость, так и сроки перемотки. Термореактивная изоляция, применяемая на вновь изготовляемых машинах, имеет высокие технические характеристики t и меньше подвержена влиянию внешних факторов, но при воздействии перегревов и вибрации также теряет свои изоляционные свойства. Поэтому и здесь средства диагностики позволяют отследить ухудшение состояния изоляции и вовремя предотвратить аварийную ситуацию.
В процессе работы изоляция подвергается следующим воздействиям:
— повышенные нагревывозникают при аварийных режимах работы электрических машин, при? дефектах системы возбужденияпри перегревах мика-лентная компаундированнаяизоляция1 расслаивается и становится хрупкой, термореактивная изоляция? при перегревах обугливается и происходит вытекание связующего;
— перенапряжениявозникают при аварийных ситуациях во внешней сети, переходных процессах в ЛЭП и генераторе, они не только увеличивают ионизационное старение изоляции, но и вызывают ее пробой в ослабленных местах;
— ионизационное старениекоторому в основном подвержена микалентная компаундированная изоляцияэто коронные: и частичные разряды, возникающие в воздушных и газовых включениях в корпусной изоляции, разрушающие связующее и межвитковую изоляцию, из-за чего под действием электродинамических сил возникает вибрация элементарных проводников;
— пазовые разрядывозникают при плохом уплотнении стержней обмотки с термореактивной изоляцией полупроводящими прокладками и при разрушении полупроводящего покрытия стержня, как следствие происходит вибрация стержня в пазу, возникают разряды и излом элементарных проводников;
— увлажнениепроисходит при дефектах системы водяного охлаждения статора и течах газоохладителейизоляция практически не подвержена объемному увлажнению, которое происходит лишь при очень длительном воздействии воды, но возникает поверхностное увлажнение, что снижает поверхностное сопротивление изоляции и увеличивает вероятность пробоя;
— воздействие маславозникает в основном при дефектах масляного уплотнения в машинах с водородным охлаждением статора и ротораособенно воздействию масла подвергается микалентная компаундированная изоляция, в которой происходит растворение связующего и изоляция размягчается;
— термомеханические воздействиявозникают при тепловых циклах (нагревании и охлаждении обмотки) вследствие разницы в температурах и коэффициентах линейного расширения активной стали, меди и изоляции, а также наличия значительного трения между поверхностью стержня и стенками паза, при неблагоприятных условиях термомеханические циклы могут привести к пробою;
— вибрация и истираниевибрация возникает в генераторе вследствие ряда причин и при наличии ослабления в системе крепления лобовых частей может привести к появлению трещин, истирания и в конечном итоге пробою.
За период 1992;1996 гг. повреждаемость статоров турбогенераторов типа ТВВ-165−2, ТГВ-200, ТГВ-200М, ТВВ-320−2, ТГВ-500, ТВМ-300, ТВМ-500 и ТЗВ-800−2 возникала вследствие дефектов и пробоя обмотки статора, истирания изоляции и дефектов трактов водяного охлаждения. На гидрогенераторах также отмечены случаи повреждения изоляции обмотки статора, как во время испытаний, так и во время работы.
В действующем в настоящее время Руководящем документе «Объем и нормы испытаний электрооборудования» в качестве основного метода контроля обмотки статора указан метод испытания повышенным напряжением, выпрямленным или промышленной частоты. При испытании выпрямленным напряжением значение испытательного напряжения составляет 2,5-^3U"OM, напряжением промышленной частоты — 1,5-^1,7UHomВо время испытания изоляция обмотки должна выдерживать воздействие повышенного напряжения в течении 1 мин. Данное испытание позволяет выявить и пробить уже ослабленные стержни обмотки, заметить места разрядов в лобовых частях. Но испытание повышенным напряжением не в состоянии выявить частично ослабленные стержни, которые могут быть иробиты в межремонтный период.
Работы по созданию и исследованию методов диагностирования изоляции во время ремонта и работы проводятсякак в ряде отечественных организаций (ОАО «ВНИИЭ», ОАО ВНИИэлектромаш, ОАО «Электросила» и др.), а также и очень интенсивно за рубежом.
Одним из, наиболее информативных и перспективных методов оценки изоляции высоковольтного оборудования f считается" метод измерения частичных разрядов. Данный метод также широко используется для оценки состояния изоляторов воздушных линий, трансформаторов и др. высоковольтного оборудования. В • применении к электрическим машинам данный метод имеет ряд особенностей:
1) меньшая толщина изоляции и соответственно достаточно высокая емкостная? проводимость обуславливают фильтрацию (затухание) высокочастотной составляющей разрядов;
2) наличие помех от системы возбуждения во время работыискажает данные регистрации частичных разрядов;
3) многочисленные и сложные индуктивно-емкостные связи между стержнями обмотки статора как в лобовых, так и в пазовых частях статора приводит к многочисленным наложениям импульсов напряжений от частичных разрядов, в результате чего" резко осложняется не: только расшифровка, но и локализация места возникновения.
Все это требует специального подхода и аппаратуры для применения этого метода в электрических машинах. Исследования данного вопроса проводились в СССР (ВНИИЭ), но вследствие сложной экономической ситуации, начиная с 90-х годов, были значительно сокращены. За рубежом исследования в данном направлении постоянно ведутся такими фирмами как Iris Power Engeneering, Hitachi, ABB, ELIN и многими другими. Разработано большое количество методов измерения частичных, разрядов, начиная от измерения ЧР в нейтрали обмотки статора с помощью высокочастотного трансформатора тока до методов емкостного отбора сигнала от выводов обмотки статора и использования в качестве датчиков термопар в обмотке статора. На данный момент за рубежом идет сбор данных измерений частичных разрядов с целью разработки критериев для выявления дефектов по результатам накопленных измерений.
Изложенное выше свидетельствует, что разработка новой аппаратуры для измерения частичных разрядов в обмотке статора, проведение научных исследований, натурных экспериментов, создание рекомендаций и критериев для своевременного выявления повреждений изоляции является важной и актуальной проблемой для мирового турбогенераторостроения. Решение этой задачи потребовало выполнить:
— анализ известных методов и средств измерения частичных разрядов в обмотке статора электрических машин;
— провести теоретические и экспериментальные исследования процессов происходящих при частичных разрядах в обмотке статора электрических машин;
— разработку и создание новой аппаратуры для-измерения и анализа частичных разрядов в изоляции обмотки статора электрических машин;
— установку аппаратуры на работающих турбо и гидрогенераторах;
— сбор реальных диагностических данных, с их последующим анализом и проверкой.
Наиболее важным из вышеперечисленных этапов этой работы является разработка новой действующей контрольно-измерительной аппаратуры, научно-техническое обоснование заложенных в нее физических принципов работы и проверка эффективности ее использования на генераторах электрических станций России, выработка рекомендаций по дальнейшему практическому применению на электрических станциях страны. Изложению результатов решения вышеперечисленных задач и посвящена настоящая работа.
10. Выводы.
На основе результатов настоящего обследования, анализа эксплуатационной и ремонтной документации техническое состояние гидрогенератора № 2 Чиркейской ГЭС оценивается как неудовлетворительное по следующим причинам.
1. В процессе монтажа статора были допущены отклонения от технологии, что повлекло за собой пробой изоляции обмотки статора в работе, появление и дальнейшее развитие других дефектов (ослабление бандажных вязок лобовых частей обмотки, выпадение пазовых клиньев, ослабление прессовки пакетов сердечника статора) уже через 5 лет после начала его эксплуатации.
Вследствие дефицита электроэнергии в системе послеаварийные ремонты выполнялись в сжатые сроки, что не позволяло в полной мере устранять последствия аварий и предотвращать развитие имеющихся дефектов.
2. К настоящему времени обмотка статора достигла практически неработоспособного состояния в связи с выявленными серьезными дефектами:
— массовое ослабления вязок лобовых частей и выпадения дистанционных колодок;
— загрязнения лобовых частей проводящей грязью;
— загрязнения вентиляционных каналов сердечника статора;
— повреждения изоляции посторонними ферромагнитными предметами;
— массовое ослабления и выпадения пазовых клиньев и подклиновой выкладки;
— неудовлетворительное закрепление стержней в пазах;
— протяженные пустоты под корпусной изоляцией многих стержней.
3. На сердечнике статора выявлены «распушение» и разрушение крайних пакетов зубцовой зоны активной стали, выкрошивание пакетов спинки сердечника в пазах «ласточкин хвост».
Длительное время имели место недопустимые (300−350 мкм) уровни радиальных «полюсных» (100 Гц) вибраций разъемного сердечника вследствие разуплотнения стыков секторов. Это явилось причиной повреждений спинки сердечника и узлов крепления его к корпусу в пазу «ласточкин хвост». Следует отметить, что устранение этих повреждений в условии эксплуатации не представляется возможным. Недопустимая вибрация сердечника вызвала повышенную вибрацию обмотки статора, что явилось одной из вероятных причин пробоев ее изоляции.
4. Выявлена недопустимая форма статора, поскольку степень ее искажения составляет 16% и превышает нормативное значение (15%). Данная форма статора не позволяет обеспечить необходимую плотность стыков при их переуплотнении. Исправление формы статора в эксплуатационных условиях невозможно.
5. Техническое состояние ротора оценивается как удовлетворительное. Искажение формы ротора от концентрической не превышает максимально допустимого нормативного значения, что и определяет низкий уровень низкочастотной («оборотной») радиальной вибрации сердечника статора (не более 40 мкм при максимально допустимом значении 80 мкм). Несоосность ротора и статора.
• отсутствует.
11. Рекомендации.
1. Учитывая неудовлетворительное состояние обмотки и стальных конструкций статора гидрогенератора № 2 Чиркейской ГЭС, отсутствие запасных частей обмотки, своевременна постановка вопроса о замене статора в целом. Учитывая особенности эксплуатации и конструкции гидрогенератора (большое количество внешних динамических воздействий на статор и относительно малый диаметр статора) новый статор целесообразно выполнить с неразъемным сердечником.
2. С целью продления срока службы статора до его замены следует вывести гидрогенератор № 2 в расширенный капитальный ремонт для выполнения следующих работ:
— удаление всех вязок обмотки и пазовых клиньев, поиск и удаление посторонних предметов из промежутков лобовых частей;
— тщательная очистка и промывка обмотки, расточки, вентиляционных каналов сердечника, посадочных мест пазовых клиньев, полок корпуса статора в камере горячего воздуха;
— щадящие высоковольтные испытания выпрямленным и переменным напряжением (l, 2U"xl, 6 и 1,2UH соответственно) с заменой стержней в случае их пробоя;
— дополнительное уплотнение стержней в пазах боковыми прокладками;
— установка новых пазовых клиньев с применением волнистых полос из полупроводящего стеклотекстолита для подклиновой выкладки или установка встречных клиньев;
— обвязка лобовых частей с применением лавсанового шнура, пропитанного антипиреном и эпоксидным клеем горячего отвердения;
— удаление возможных обломков и уплотнение «распушенных» зубцов активной стали;
— переуплотнение стыков секторов при необходимости.
3. Целесообразно выполнить оценку технического состояния статоров гидрогенераторов №№ 1, 3, 4 Чиркейской ГЭС в периоды плановых капитальных ремонтов с целью предупреждения возможного возникновения и развития дефектов, имеющих место на ГТ-2.
Заключение
.
— Изоляция и токоведущие части обмоткистатора опасных дефектов не имеют, исключение составляют стержни с повышенным уровнем ЧР, выделенные в таблице, поскольку имеется вероятность повышенной вибрации? их токо-ведущих частей. Контролировать развитие дефекта можно путем: профилактических высоковольтных испытаний изоляции обмотки статора, измерением сопротивления фаз или: ветвей постоянному току, измерением ЧР во время капитальных ремонтов. В настоящее время, поскольку обмотка выдержала все испытания, следует считать ее работоспособной до следующего капремонта.
— Активная сталь сердечника статора опасных замыканий шихтованных листов не имеет, поэтому проводить испытания на потери и нагрев методом кольцевого намагничивания нецелесообразно. В сердечнике имеется большое количество распушенных зубцов, листы которых при развитии дефекта могут обламываться и повреждать изоляцию, поэтому во время следующего планового ремонта следует ревизовать ослабленные зубцы и при наличии их изломов произвести уплотнение в соответствии с рекомендациями данного протокола. В настоящее время сердечник статора пригоден к дальнейшей эксплуатации.
— Ротор не имеет серьезных дефектов и после выполнения регламентных ремонтных работ и рекомендаций данного протокола будет работоспособен до следующего капремонта.
Руководитель работы:
Зав. сектором изоляции синхронных машин.
ОАО «ВНИИЭ», к.т.н. Маслов В.В.
Исполнители:
Младший научный сотрудник Мастер
Худяков А. Н. Квятковский Я. А.
ПРОТОКОЛ по результатам обследования «Оценка технического состояния статора, ротора гидрогенератора ст.№ 2 Чиркейской ГЭС».
Работа выполнена в соответствии с договором № 1−114/05 между Чиркейской ГЭС и ОАО «ВНИИЭ».
Заведующий отделом № 1, к.т.н.
Руководители работы:
Заведующий сектором: режимовs и техперевооружения гидрогенератров, к.т.н.
Заведующий сектором электоромеханиче-ских исследований гидрогенераторовк.т.н.
В.А. Пикульский.
Б.В. Кислицкий.
В. В. Маслов.
Ответственный исполнитель:
Научный сотрудник А. Н. Худяков.
1.
Введение
.
На Чиркейской ГЭС установлено четыре гидрогенератора типа ВГСФ 930/233−30- номинальная мощностью250МВтноминальное* напряжение 15−75кВизоляция обмотки статора типа «Монолит-2». Генераторы изготовлены заводом «Уралэлектротяжмаш» и вводились в эксплуатацию в период 1974;1975 г. г. В процессе эксплуатации генератора № 2 (введен в эксплуатацию в 1975 г.- зав. № 16 660) имели место мощные короткие замыкания в генераторе (3 случая), на блочном трансформаторе (1 случай), многочисленные короткие замыкания на отводящих линиях и воздушном переходе от здания ГЭС до ОРУ-ЗЗОкВ (около 80 случаев). По мнению персонала ГЭС некачественная! сборка при монтаже генератора явилась причиной недопустимой вибрации сердечника статора, которая в 8−13 раз превышала максимально допустимые занчения.
Оценка проводилась в соответствии с требованиями нормативного документа [ 1 ]. Необходимость работы отражена? в переписке между Чиркейской ГЭС и ОАО «ВНИИЭ» [2−4]- Целью обследования — была разработка рекомендаций по эксплуатации ГГ-2 и объёму ремонтно-профилактических мероприятий^ обеспечивающих необходимую надёжность узлов статора и ротора.
2. Содержание работы.
Оценка технического состояния ротора, обмотки и стальных конструкций статора ГГ-2 проводилась на остановленном агрегате и при провороте ротора краном. Подготовительные работы включали демонтаж рифленых перекрытий и воздухоразделяющих щитов, 4-х полюсов ротора, а также воздухоохладителей, установленных на стыках секторов статора.
Испытания и обследование включали в себя следующие работы:
— оценка состояния изоляции обмотки статора на основе визуального обследования обмотки и стержней, ранее извлеченных из статора после аварий, а также измерение частичных разрядов по методике ВНИИЭ в изоляции каждого, доступного для измерений, стержня обмотки статора;
— оценка результирующей несимметрии воздушного зазора с анализом вклада составляющих — форм ротора и статора, взаимного положения осей ротора и статора;
— оценка состояния прессовки пакетов сердечника статора, выявление опасных очагов замыкания листов активной стали методом высокочастотного сканирования расточки (методика «ELIN» (Австрия) — ВНИИЭ);
— оценка плотности стыков секторов сердечника статора, состояния узлов крепления сердечника к корпусу статора и корпуса к фундаменту на основе результатов осмотров и с учётом имеющихся на ГЭС результатов измерений вибрации, другой эксплуатационной информации;
— анализ эксплуатационной и ремонтной документации по ГГ-2;
— разработка рекомендаций по эксплуатации и объёму ремонтных работ с целью обеспечения необходимой надёжности генератора, а также рекомендаций по необходимости и объёму модернизации или замене отдельных конструктивных узлов гидрогенератора.
3. Данные опыта эксплуатации и ремонтов статора ГГ-2.
Анализ и обобщение данных опыта эксплуатации выявили следующее.
1. 23.11.1980. пробита изоляция верхнего стержня 243 В. Причина пробоя: распушение зубца активной стали между пазами № 243 и 244, вибрация лепестков и истирание изоляции стержня.
2. 21.07.1982. аварийное отключение генератора, пожар.
Повреждения: На стыке секторов №№ 4 и 5 повреждены выводные шины фазы «В». В секторе № 5 повреждены выводная шина фазы «С» и выводная шина фазы «А». Выводные шины и лобовые части обмотки в зоне сектора № 5 и половина сектора № 4 закопчены. Нижние стержни пазов №№ 8 и 9 выгорели на участке между головками верхних лобовых частей и верхним бандажным кольцом. Повреждена верхняя головка нижнего стержня 48н. Верхние стержни пазов №№ 54, 55 и 57 выгорели в верхней лобовой зоне.
3. 22.04.1983. Во время тепловых испытаний в режиме короткого замыкания произошел пробой изоляции стержня 173 В у выхода из паза.
4. 3.07.1983 при включении в работу пробита изоляция стержня 173 В в результате механического повреждения.
5. Во время капитального ремонта 01.09.1984;21.05.1985. при проведении высоковольтных испытаний напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 385 В в пазовой части на расстоянии 95 см от верхней кромки активной стали.
6. Во время капитального ремонта 28.03−14.06.1993. при проведении высоковольтных испытаний напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 3 91 в.
7. 17.03.97 в работе пробита изоляция стержня 298н в нижней лобовой части на расстоянии 45 мм от активного железа. Стержень восстановлен без выемки из паза.
8. Во время капитального ремонта 02.03−21.06.1998. при проведении высоковольтных испытаний напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 40 В, произошел также пробой верхних головок стержней в. пазах № 322- 323.
9. Во время капитального ремонта 01.02−31.03.2001 г. при проведении высоковольтных испытаний после ремонта напряжением промышленной частоты 23,6 кВ пробита изоляция стержня 87н на расстоянии 25 см от активного железа. Стержень восстановлен на месте.
10. Аварийный ремонт 25.12.2002;18.01.2003. Разрушение воздухоразде-ляющего щита и повреждение его обломками верхних лобовых частей. Заменены верхние поврежденные стержни пазов №№ 11, 49, 95, 96, 151, 188, 215, 399, 412, 419−455. Восстановлена без выемки из пазов поврежденная изоляция лобовых частей стержней пазов №№ 70, 113, 123, 136, 137, 141, 156−158, 203−205, 231, 254,255, 264,276, 278, 279, 294−297, 343, 404, 450, 503, 528.
11. Аварийный ремонт 04.05. — 24.05.2004. Междуфазное короткое замыкание фаз «А» и «В» в результате пробоя изоляции стержней 276н и 277н в нижних лобовых частях. Замыкание произошло на расстоянии 120−140 мм от железа. Произошло обугливание изоляции нижних лобовых частей пазов №№ 149−291. Были заменены нижние стержни пазов №№ 275−278. 21.05.2004. во время испытания повышенным выпрямленным напряжением пробиты 2-я и 3-я ветви фазы «С» при напряжении 35 кВ. 22.05.2004. во время испытания повышенным напряжением промышленной частоты 19 кВ пробиты 3-я ветвь фазы «В» и 1-я ветвь фазы «С».
12. Во время всех капитальных ремонтов отмечались и устранялись ослабление и выпадение пазовых клиньев, ослабление бандажных вязок и выпадение дистанционных колодок лобовых частей, ослабление прессовки крайних пакетов сердечника статора.
13. В период 1998;2001гг. выявлялись и устранялись серьёзные повреждения спинки сердечника и узлов крепления его к корпусу в результате воздействия недопустимых вибрацийвызванных разуплотнением стыков секторов сердечника разъёмного статора.
4. Результаты измерения частичных разрядов.
Измерения уровня частичных разрядов (УЧР) проводились по методике ВНИИЭ при пофазной подаче напряжения промышленной частоты-8,3−9 кВ от постороннего источника. Результаты измерений в стержнях, доступных для измерений, приведены в таблице Т.
